Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала "Гусиноозерская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация", 52723-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО -Электрогенерация» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;

-    обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    подготовка данных в ХML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;

-    предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

-    1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

-    2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

-    3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC (SU).

В ИВКЭ используется устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Г.р. № 37288-08) модификации RTU-325-E1-512-М4-В4. УСПД осуществляет сбор хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, перемножение результатов измерений на коэффициенты трансформации, хранение результатов измерений и их передачу в ИВК.

УСПД, совместно с устройством синхронизации системного времени УССВ-35HVS, обеспечивает измерение времени в шкале UTC(SU) и периодическую, не реже одного раза в сутки, синхронизацию часов счетчиков, опрашиваемых УСПД при условии, что поправка часов счетчиков относительно часов УСПД превышает по абсолютной величине 2 с.

УСПД обеспечивает сбор записей о событиях, отображаемых в служебных журналах счетчиков, хранение этих записей, ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.

В качестве ИВК АИИС КУЭ используется комплекс измерительновычислительный «АльфаЦЕНТР», состоящий из сервера сбора данных, автоматизированных рабочих мест и связующих компонентов. ИВК обеспечивает сбор результатов измерений с УСПД, хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Бурятское РДУ», филиал ОАО «МРСК Сибири» -«Бурятэнерго», филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири» по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

-    между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ канал связи построен с использованием шины интерфейса RS-485, сервера доступа к последовательным портам Moxa Nport 5430i, сети передачи данных Ethernet по протоколу TCP/IP;

-    между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается по сети передачи данных Ethernet по протоколу TCP/IP (основной канал передачи данных) и по телефонной сети общего пользования с использованием модемов ZyXEL U-336E (резервный канал);

-    между уровнем ИВК и внешними системами с использованием глобальной сети передачи данных Интернет.

ИИК ТИ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их компонентов приведен в таблице 1.

В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

Программное обеспечение

АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на сервере баз данных ИВК. В качестве прикладного программного

обеспечения используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12).

В программном обеспечении «АльфаЦЕНТР», процедуры, представляющие метрологически значимую часть, выделены в отдельную библиотеку.

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения

Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК)...............................................................................3

Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической

энергии ................................................................................................. приведены в таблице 3

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической

энергии в рабочих условиях применения ........................................... приведены в таблице 4

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии

относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с............................................................± 5

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и

приращений электрической энергии, минут.........................................................................30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут....................................30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам.......................автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения

измерений......................................................................................................... автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет.............................3,5

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ.................................................. автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха:

для измерительных трансформаторов, счетчиков, связующих компонентов, °С... от 0 до 40;

для оборудования ИВК, °С..................................................................................... от 10 до 35;

частота сети, Гц................................................................................................. от 49,5 до 50,5;

напряжение сети питания (относительного номинального значения UmM), % .. от 90 до 110;

индукция внешнего магнитного поля, мТл.......................................................... не более 0,5.

Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от 1ном............................................................................................................ от 2 до 120;

напряжение, % от UmM........................................................................................... от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos j........................................................... 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

коэффициент реактивной мощности, sin j..........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (SWoA) энергии для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.

Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (SWA) и реактивной (SWP) энергии в рабочих условиях применения для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1._

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра 70616889.422222.039ПС «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Паспорт-формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу 70616889.422222.039Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в ноябре 2012 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 20085-11), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ± 10 мкс).

Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

-    измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;

-    счетчики электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП;

-    устройство сбора и передачи данных RTU-325 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466453.005 МП;

-    комплекс измерительно-вычислительный «АльфаЦЕНТР» - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466453.007 МП.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Свидетельство об аттестации методики измерений №152-01.00249-2012 от «28» ноября 2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация»

1.    ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2.    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

3.    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

4.    ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

5.    ТУ 4228-011-29056091-2011 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.

6.    70616889.422222.039 Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.